锅炉再热

锅炉再热（精选九篇）

锅炉再热 篇1

1 减温器布、结构以及减温水系统

来自中压主蒸汽集箱的中压蒸汽和来自汽机的冷再热蒸汽混合后进入再热器1进口集箱, 依次流经4排鳍片管, 进入再热器1出口集箱, 再由连接管引至喷水减温器, 根据再热主蒸汽集箱出口汽温进行喷水减温后, 进入再热器2进口集箱, 再一次流经2排鳍片管进入再热器2出口集箱, 由连接管引至由再热主蒸汽集箱引出。

余热锅炉在再热器1出口联箱和再热器2进口联箱之间设置了减温器, 用来控制再热主蒸汽的温度。余热锅炉再热器汽温调节采用喷水减温形式, 喷水减温是将水直接喷人过热蒸汽中, 水被加热、汽化和过热, 吸收蒸汽中的热量, 达到调节汽温的目的。减温器由管道、内套筒、若干螺钉以及喷嘴构成, 内套筒的喷嘴端固定, 膨胀方向和蒸汽流向一致。内套筒的材质为不锈钢, 减温水水温较低, 雾化后喷在内套筒上, 用来保护主管道。

减温水由中压给水操作平台来, 减温水温度152°C, 压力60Bar。

2 常见问题和改进方法

2.1 固定内套筒的螺钉内孔漏水

内套筒的固定螺钉有五圈, 每圈有四个固定螺钉, 内套筒与螺钉之间还有相对移动, 由于不锈钢与P22材料的膨胀系统的不同, 导致内套筒和筒体之间的膨胀量不同, 设计需要考虑, 螺钉固定内套筒的螺钉的形状如图5所示。

从图纸可以看出, 螺钉在端部开了一个内孔, 见图6, 这样就造成了螺纹加工后留下的台阶会产生应力, 容易导致裂纹产生, 最后引起内孔出现外裂纹。为了解决此问题, 应对固定螺钉的形式进行改进, 见图7, 改进后的螺钉采用普通的紧固螺钉, 容易产生应力的地方在焊缝外部, 不承受其他外力的作用。

2.2 减温器最下方一圈螺钉焊缝出现裂纹

由于减温器的安装方式是垂直安装, 喷嘴端在下, 我们分析一下减温器最下方一圈的螺钉受力, 螺钉不但要受到介质的热应力, 而且还受到内套筒的重力, 内套筒的重量为400KG, 这样给每个螺钉的焊缝一个100Kg重力, 造成焊缝出现疲劳裂纹, 见图7, 从而出现漏水, 严重会导致内套筒由上向下掉落, 酿成严重事故。

解决办法, 为了减少螺钉承受的重力, 在内套筒底部增加8个支撑块, 用来承受内套筒的重力, 而其上面四个螺钉承受的重力将大大减少, 焊缝不容易由应力产生裂纹。如图8所示。但是为了保证支撑块不掉落, 每年应进行减温器的内部检查。

2.3 喷嘴问题

原来喷嘴由一段短管开孔加工而成, 并没有进行专门的热处理, 长期运行, 这样容易造成喷嘴磨损, 而且减温水的雾化效果差, 为了解决这个问题, 我们采用了Fisher进口喷嘴, 喷嘴有本体和喷头组成, 喷头由本体、芯杆、弹簧、螺母等组成, 芯杆和本体之间关闭的时候密封严密, 其原理是当减温水的压力大于蒸汽压力和弹簧预紧力之和时, 芯杆开启, 开始喷水, 当减温水的压力小于蒸汽压力和弹簧预紧力之和时, 芯杆关闭, 结束喷水。

采用此种喷嘴的优点是:

减温水雾化良好, 由于在高负荷时, 再热蒸汽和中压减温水的压差只有15Bar, 此种喷嘴采用小孔喷水, 射程较远, 角度精确。

不容易造成内漏, 减温水不投用时, 调节阀关闭, 采用此种喷嘴后, 需要一定的压差才能开启喷嘴, 调节阀轻微内漏, 喷嘴也不会开启, 造成整个减温水漏水。

喷嘴本体不易磨损等, 由于喷嘴本体在加工是进行了专门的热处理, 硬度较高, 使用寿命长。

采用此种喷嘴的缺点是:

容易堵, 由于喷嘴的孔都是加工成很精密的小孔, 只要介质有异物就很容易堵死, 所以一定要减温水管道的清洁度, 一旦有异物堵住, 减温水的流量将大大降低, 引起甩负荷。

3 改进后的效果

锅炉再热 篇2

对于汽温调节，由于汽包锅炉固有的蓄热特性，还有锅炉燃烧诸多因素的影响，因此存在汽温调节滞后以及汽温升降趋势不易判断等问题。从实际经验可以看到，保持锅炉燃烧及汽水的稳定是影响汽温稳定性的关键因素。主要可以从以下方面着手：

1． 保持稳定的炉膛负压。

2． 合理的燃尽风配风及相对应的燃烧器摆角，以寻找对应合理的炉内燃烧工况，进而保证炉内火焰的充满度及火焰中心，并且汽温偏烧控制在合理的范围内。

3． 合理的一次风压，二次风量及风箱与炉膛差压。

4． 合理的二次风配风，采用胖瘦胖的配风方式。

5． 不同的负荷采用不同的汽压，并且维持汽压的稳定，以使汽温达到最佳。

6． 维持较高的磨出口温度，进而保持较高的炉膛温度。

7． 不同的负荷下设定不同的一级减温水量，以保持二级减温水的余量和自动控制。

8． 高负荷下适合进行炉膛吹灰，但不同层次的炉膛吹灰必须有一定的时间间隔，以避免汽温下降和煤耗上升。

9． 长吹时进行前5根吹灰器吹灰，注意汽温的控制。

10． 为达到稳定的汽温，要遵守细调原则。注意超温的提前量控制，避免温度的大起大落。当温度呈上升趋势而不减时，在温度达到545度时就应适时地进行增大减温水量，等温度保持时则进行减温水回收。

11． 启停磨时应充分考虑炉膛燃烧工况、锅炉蓄热及汽压的变化对汽温的影响，适时地进行提前量调节。（细化）

12． 滑降负荷时锅炉是一个放热过程，升负荷时锅炉是一个蓄热过程。滑运时可提前8分钟降压，保证压力的稳定缓慢下降并保证相应的负荷，对锅炉提前放热，同时调节减温水量，以避免对汽温的大幅度扰动，尤其是降温。同理升负荷时可提前8分钟提压，对锅炉提前蓄热，同时调节减温水量，以避免对汽温的大幅度扰动，尤其是超温。

13． 熟悉减温水调节门在各种开度，各个压力下的调节特性，从而控制减温水量。

14． 启磨时对汽温的影响：.启下层磨时，炉膛火焰中心上移，汽压上升，锅炉进行蓄热，为避免超温，可适当增大一级减温水量及降低二级设定温度，同时合理开大燃尽风，降低燃烧器摆角，压低火焰中心。启磨加煤时操作幅度应缓慢，从暖磨至磨带上20吨煤出力的时间宜控制在不低于25分钟的时间；启顶层磨时，操作上同上，汽压会有所上升，但汽温可能上升得较快，操作过程必须缓谨慎。启磨完毕稳定汽温后，可缓慢提高一级及二级汽温，减少减温水量。

锅炉再热汽温低原因浅析及其对策 篇3

【关键词】锅炉；再热汽温低；真空；煤质

引言

国内燃煤电站锅炉再热汽温在锅炉正常运行中低于设计值运行是较为普遍的现象，在锅炉负荷变动时该偏差会更大。锅炉再热汽温低有哪些危害，在此就不多说了。那么导致锅炉再热汽温低的原因有哪些？又该采取什么措施来改善呢？

锅炉再热汽温低原因浅析及其对策

一、锅炉设计中存在不足。锅炉厂在进行锅炉设计时，对再热器的各个段的面积设计是否合理，是需要在锅炉正常运行中加以实践检验的。从目前我厂#1～6锅炉运行来看，这个问题是需要认真审视的。我们可以通过焓升实验来检验再热器的换热面积设计是否合理，从而确定出问题所在。广西合山电厂#1炉（330MW）通过改造增加了1100平米的再热器面积取得了成功，值得我们借鉴。

二、锅炉受热面结渣积灰的影响。在锅炉正常运行中，如果各个受热面上的结渣积灰得不到有效及时的清理，对锅炉效率的影响是不言而喻的，对锅炉汽温的影响也是非常明显的，所以必须确保锅炉吹灰系统及各个吹灰器的正常运行，并且确认这项工作按规定认真执行了。

三、凝汽器真空的影响。凝汽器真空运行在设计范围内，锅炉再热汽温应该说是可以达到设计值的；但若凝汽器真空偏离了设计范围运行，在相同的外界电负荷需求下，锅炉蒸汽流量也必然偏离设计值运行，蒸汽流量多出的部分△Q必将导致再热汽温低；如果凝汽器真空运行在设计范围内时锅炉再热汽温都达不到设计值，则凝汽器真空偏离设计范围运行对锅炉汽温的影响会更大，再热汽温会更低。影响凝汽器真空的因素有很多，需要认真细致地加以梳理、解决，从而确保凝汽器真空运行在较好的范围内。

四、给水品质、蒸汽品质的影响。长期给水品质、蒸汽品质不合格，必将使受热面管子内壁结垢严重，一来使传热端差增大，二来使管壁内径减小蒸汽流速增加传热时间减少，两方面作用从而使蒸汽温度下降，当然包括再热汽温。给水品质、蒸汽品质长期不合格给锅炉带来的影响就象是慢性病，而正因为慢性才容易被人忽视，等到其影响已显现时才去解决锅炉源头问题——给水品质、蒸汽品质，则为时已晚，等待我们的必将是高频发的“四管泄露”，而这一点对直流炉而言更为重要。

五、煤质的影响。锅炉是按照某一特定的煤种来设计的，根据该煤种的特点计算出锅炉各段受热面的面积，所以来煤煤质的好坏对锅炉的运行会产生较大的影响，尤其是来煤热值较低且灰份较大，其影响会进一步加剧。所以要千方百计地确保来煤煤质，这不仅解决了蒸汽温度的问题，还极大地提高了锅炉运行的安全性。

六、炉膛出口烟温偏差的影响。任何燃煤电站锅炉，其炉膛出口都存在烟温偏差，四角切圆燃烧的锅炉其烟温偏差更大。炉膛出口烟温偏差大，将会导致炉膛出口受热面受热偏差也同步增大，一侧受热面管壁过热超温，而另一侧则欠热，而这却给运行调整带来了限制：为了锅炉受热面运行的安全，必须降低炉膛出口烟温，故而主、再热汽温难以得到保证。从根本上降低炉膛出口烟温偏差，需要对锅炉进行严格的空气动力场实验，在锅炉各个负荷段最大限度地满足一次风之间的平衡、二次风之间的平衡、一次风与二次风之间的平衡，而不是选择锅炉单一的工况点进行空动实验，那样是无法适应锅炉变负荷的需求；在锅炉正常运行中，我们也可以不断地摸索总结，在锅炉各个不同的负荷下、不同的煤种下应该如何配风，尽可能地减小炉膛出口烟温偏差。

七、燃烧器无法摆动。改变燃烧器的倾角调节汽温的方法有很多优点：首先是调温幅度大，燃烧器上摆20°，可使炉膛出口烟气温度变化100℃以上，其次是调节灵敏、时滞小等等。但摆动燃烧器所用的控制及传动部件运行环境相对较差，同时维护难度大，维护成本较高等，使得控制气缸（或电动）及连杆传动机构在动作时出现不同步，炉膛四个角的喷嘴沿炉膛高度方向不在同一个水平面，严重威胁着锅炉的安全运行，尤其是在低负荷时，而这恰恰与锅炉低负荷时需要燃烧器上摆形成了矛盾。这是一项需化大力气去解决的问题，从而从根本上解决自动变手动、手动变不动的被动局面。

八、改变燃烧器的运行方式。当锅炉负荷较低时，可以将不同高度的燃烧器组投入或停止运行，来改变炉膛火焰中心的位置，达到调节汽温的目的，一般采取投运最上层燃烧器，停运最下层燃烧器的方法，该方法调温效果较为明显。但需要有一套完整的技术指导和制度保障，从而最大限度地降低切换过程中的风险。同时此方法还解决了中间储仓式制粉系统当机组平均负荷水平较低时D粉仓积粉时间过长的问题。

九、改变层燃烧器的出力和改变配风工况。我厂#1～6锅炉均为四角布置切圆燃烧方式，煤粉燃烧器与二次风间隔布置。根据这一特点，当锅炉负荷较低时，为了调节再热汽温，可加大上层燃烧器的出力，减小下层燃烧器的出力；同时在总风量不变的前提下，可以改变上、下二次风的分配比例，来改变炉膛火焰中心的位置，即加大下层二次风，减小上层二次风，抬高炉膛火焰中心。这种调节后的炉内燃烧呈“倒三角”，达到提高再热汽温的目的，但其效果有限，且在锅炉低负荷运行时，锅炉燃烧稳定性及抗扰性均较差，尤其是来煤煤质的变化；同时这种调节会使锅炉效率下降。

十、改变过量空气系数。当锅炉负荷较低时，可适量增加总风量，一是可抬高炉膛火焰中心，提高炉膛出口烟温，从而提高半辐射半对流的再热器受热面的吸热份额；二是烟气流量的增加提高了烟气流速，增加了对流换热的低温再热器的对流吸热份额，使再热汽温得到提高，但过量空气系数也不宜过大，否则会降低炉膛的温度水平，即“冷炉”，影响锅炉运行的安全性。

以上是笔者一些浅显的认识，概括说来，一些为不可控因素，一些为可控因素；一些为根本因素，一些为调整因素等等。总之，解决再热汽温低这一问题已成全国性的课题，也是一项复杂的系统工程，需要长期地摸索、长期的工作来一一解决。笔者在此作一些浅显的分析，就当是抛砖引玉吧，希望能引起大家的共鸣。

作者简介：

周子越：男，本科/学士，工程师，大唐国际吕四港发电有限责任公司副总工程师兼发电部部长，226246,18962208518@189.cn

200MW级锅炉低温再热器改造 篇4

关键词：锅炉,低温再热器,磨损

江西新余发电有限责任公司1、2号炉为武汉锅炉厂生产的W G Z670/13.7-7型超高压、一次中间再热、固态排渣煤粉炉, 与200M W汽轮发电机组相匹配, 分别于1995、1996年投产。炉膛四周布置膜式水冷壁, 炉膛上方布置前屏过热器、后屏过热器, 在水平烟道中依次布置了高温过热器和高温再热器, 尾部烟道竖井分隔成平行双烟道, 在主旁烟道中分别布置了低温再热器和低温过热器, 在下方装设了烟气调温挡板来控制两烟室烟气量, 以达到调节再热汽温的目的。

1 运行中存在的问题

实际运行中发现存在以下问题:

(1) 再热蒸汽温度偏低。锅炉设计带200M W负荷运行时低过侧与低再侧烟气份额按60%/40%分配运行, 主、再热汽温度经计算能达到540℃。实际运行时主蒸汽温度能达到额定参数, 再热汽温偏离设计值较多。为提高再热蒸汽温度, 采用关小低过侧烟气挡板开度至0~20%左右, 低再侧烟气挡板全开运行, 才使再热蒸汽温度达到520℃左右, 而再热器备用喷水减温和事故喷水减温水流量基本为零。再热汽温偏低导致机组热经济性差, 且造成汽轮机末级叶片的蒸汽湿度大, 检查发现汽轮机末级叶片存在水蚀现象, 影响汽轮机的安全。

(2) 低温再热器磨损爆漏频繁。截止至2006年3月, 1、2号炉低再累计分别出现过11次和10次爆漏, 均因烟气磨损引起。尽管坚持做到逢停必查, 采取拉开管排等方法发现并处理了大量的管子磨损超标缺陷, 加装了大量的防磨瓦, 都未能从根本上解决问题, 低温再热器管排磨损不断恶化, 低再爆管事故难以控制。

2 原因分析

(1) 锅炉设计上存在缺陷, 再热器受热面布置偏小。新电公司锅炉炉膛比武锅同类型锅炉高出3m, 从理论上说, 虽然可以延长煤粉在炉内的停留时间, 加强煤粉的燃尽程度, 但由于水冷壁面积的增加, 上一次风喷口中心线至前屏底部距离高达18.84m, M值为0.4875, 炉膛出口烟温偏低, 以及再热器受热面布置较少等原因, 使得整台锅炉加热、蒸发、过热、再热四大吸热量分配不均。因此设计炉膛蒸发受热面布置过多, 造成以对流吸热为主的再热器吸热量减少, 致使再热蒸汽温度偏低。高、低再均存在受热面积布置相对偏小, 造成再热蒸汽系统焓升不足, 是再热蒸汽温度偏低的主要原因。

由于再热汽温一直偏低, 运行过程中为提高再热汽温不得不采取加大低再侧烟室烟气流量的办法, 一般低再侧烟气档板开度约80%~100%, 低过侧烟气档板开度约20% (有时低过侧烟气档板全关) 。实际运行中低再烟道烟速是设计正常档板开度时的近2倍, 而理论上磨损速率同烟速的3.3次方成正比, 根据计算在此档板开度状态下管子的磨损速率是设计烟速时的5倍。

(2) 燃用煤质差, 灰份高, 对管子磨损大。受燃煤市场影响, 新电公司前几年燃用煤质严重偏离设计值, 煤质差时灰份约5 0%, 发热量仅1 3 M J/k g左右。根据试验表明, 材料的冲蚀磨损基本上与飞灰浓度的一次方成正比, 高灰分煤质加剧了低再管排的磨损。

3 改造方案的提出及实施

由于低再磨损爆漏频繁和再热汽温偏低的主要原因是再热器受热面不足和实际煤质较设计煤种偏离较大, 使其在实际运行中对流换热量不足、烟速过高造成的, 因此应增加再热器受热面积, 提高对流换热量。由于高再区域烟温较高, 因此受其工作安全性及周围空间较小施工难度大的限制, 不宜于在此增加受热面, 而低再上方转向室有比较大的空间, 容易布置新增的受热面, 且其所处区域烟温相对较低, 工质温度也较低, 其工作安全性是有保证的。

以电厂实际燃用的煤种作为低再增加受热面改造设计煤种进行热力计算, 计算结果显示在锅炉满负荷670t/h, 主烟道烟气份额0.527的情况下, 再热汽温可达额定值, 低再烟气速度可由原实际的1 2 m/s降为9 m/s。

方案确定后进行改造实施:低温再热器保持原有的结构不变, 将已严重磨损的低再上、中、下组整体更换, 并在上组低再的上部空间加装中温再热器1 0 4排×8根管, 通过计算约增加受热面6 0 5 m2 (采用Φ4 2×3.5管子, 材质为钢研1 0 2及部分1 2 C r M o V) 。考虑到防止因管子长度偏差造成蒸汽阻力不均, 长管子得不到充分冷却而造成超温, 采用了8管圈同时引出增加流程的方案, 未采用部分管圈加长的办法。低温再热器上组顶部管标高由4 2.0 m提高到4 3.8 4 m, 而低再进口、出口联箱标高、位置不变。为了今后中温再热器的检修方便, 在侧包墙过热器增加3个人孔门。

为适当提高炉膛出口烟温, 在2号炉炉膛出口即折焰角下5 0 0 m m处, 在锅炉水冷壁四周增加7 2 m2分块绝热式卫燃带。

在施工过程中, 加强施工质量管理, 防止因安装检修质量不良造成局部磨损过快造成爆管。采用全氩焊接工艺, 认真按规程对焊口实施探伤检验。结合掌握的磨损规律, 低再吊装前预先在适当位置加装防磨瓦。严格按工艺安装好前包墙、中隔墙及左、右侧包墙处的均流板, 防止低再边排管因局部烟速过高而造成的磨损加剧。由于低再上部加装中温再热器后, 管组标高增加, 烟气容易在低过上部靠中再处产生漩流, 造成中再炉后部管子局部磨损严重, 采取在中隔墙上部光管加焊密封鳍片的办法予以解决。

4 改造后的实际运行情况

4.1 改造后的实际运行效果

1、2号炉低再改造后分别于2005年6月、2006年6月投入运行, 取得了较好的效果。改造后, 保持低再侧烟气挡板在1 0 0%开度运行, 低再侧烟气挡板在4 0%以上开度运行, 低再侧烟气流速大大降低, 再热蒸汽温度能维持在5 3 0~5 4 0℃运行。再热器出口蒸汽温度在烟气挡板开度相同时比改造前平均上升1 4℃左右, 热风温度平均由3 7 0℃左右下降了约2 0~2 5℃, 排烟温度下降5℃左右。

4.2 改造实施后安全经济性分析

(1) 改造后大大减缓了主烟道低温再热器磨损速率, 平均每年减少因磨损泄漏造成的非计划停运2~3次, 按每次停炉3天计算2 0 0 M W机组按现有负荷率可多发电约3 0 0 0万k W h, 少耗启动燃油6 0 t左右, 经济效益达3 0 0余万元。

(2) 再热蒸汽温度较改前平均提高1 4℃, 既提高了机组运行经济性, 又可提高汽轮机末级叶片的蒸汽干度, 防止汽轮机末级叶片水蚀, 提高机组运行安全性。按2 0 0 M W机组再热汽温每提高1 0℃供电煤耗降低0.1 8 g/k W h, 每年2×2 0 0 M W机组发电2 0亿k W h计算, 每年可节约标煤5 0 0 t, 可节约发电成本约3 0万元。

5 结束语

锅炉再热 篇5

锅炉型号为DG2060/26.15-Ⅱ2, 型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超超临界参数变压直流本生型锅炉。低温过热器布置在后竖井后烟道内, 分为水平段和垂直段, 顺列布置, 蒸汽与烟气逆流换热。由于本厂3号炉近期频繁出现锅炉受热面泄漏而造成非计划停运, 因此本论文从运行数据着手, 分析锅炉低温再热器泄漏的整个过程, 有助于运行人员提前作出判断。

2 锅炉四管泄漏原因

(1) 锅炉运行中操作不当, 炉管受热或冷却不均匀, 产生较大的应力; (2) 运行中汽温超限, 使管子过热, 蠕变速度加快; (3) 受热面磨损; (4) 受热面腐蚀。

3 三号炉低温再热器泄漏运行分析

3.1 四管泄漏监测软件数据分析

3号炉四管泄漏监测装置测点历史曲线图见图1。绿色曲线为#16号测点历史曲线, 紫色曲线为#31测点历史曲线, 橙色曲线为#32测点历史曲线, 蓝色曲线为3号炉吹灰运行曲线。

(1) #16测点高峰值在9月5日由40分贝升高至60分贝, 低峰值由20分贝升高至40分贝, 整体测量值都有升高。

(2) #31测点高峰值均有大幅突变波动, 高峰值最高升高至80分贝。

(3) #32测点高峰值在9月5日由40分贝升高至60分贝, 低峰值由15分贝升高至20分贝。整体测量值都有升高。

由此可见#16和#32测点整体峰值均同时升高, 且一直处于稳定状态, 测点峰值都未有较大变化。

3.2 3号机组主要参数分析

(1) 下面图2显示机组负荷, 给水量, 煤量, 主汽流量, 真空, 炉膛压力, 吹灰压力, 海水温度变化曲线。

由图2和表1可见, 相同负荷, 海水温度升高较快;真空逐渐下降;给水量和主蒸汽流量都少量增加, 且偏差量未有大幅变化;总煤量未有较大变化;炉膛负压未有较大波动。

(2) 下面图3显示机组负荷, 给水流量, 蒸汽流量凝汽器正常补水调门开度, 凝汽器启动注水调门开度变化曲线。

蓝色曲线为3号机凝汽器正常补水调门开度曲线, 粉色曲线为3号机凝汽器启动注水调门开度曲线。

机组正常运行时, 利用真空负压通过正常补水和启动注水两路管道给凝汽器补水, 当正常补水调门全开, 凝汽器水位仍无法满足时, 启动注水调门开启来满足凝汽器水位。

由图3可见, 4日开始, 无论锅炉是否吹灰, 正常补水调门开度偏大, 且启动注水调门参与补水的频率增加;6日满负荷时, 正常补水调门和启动注水调门全开。

(3) 下面图4显示机组负荷, AB引风机电流, AB送风机电流, 总风量, 送风量变化曲线。

由图4和表2见, 机组负荷相同时, 总风量和送风量未有较大变化, A/B送风机电流未有较大变化, A/B引风机电流有明显增大趋势。

(4) 下面图5显示机组负荷, AB送风机进口温度, AB引风机出口温度变化曲线。

由图5和表3可见, 机组负荷相同时, 送风机进口风温逐渐降低, 引风机出口烟气温度逐渐升高。

4 总结

通过以上历史曲线和参数对比表的分析, 总结如下: (1) #16、#31、#32测点测量值均有整体上升趋势, 且一直保持稳定, 虽然四管泄漏报警装置未有泄漏报警, 但测点测量值的整体上升说明此三个测点处受热面存在异常, #16、#32测点恰为低再受热面区域。运行人员未能熟悉掌握四管泄漏装置软件的使用方法, 未能及时分析各个测点测量值的趋势走向, 失去了运行参数分析的第一时间; (2) 负荷基本相同时, 总给水量和主蒸汽流量小幅升高;凝汽器正常补水和启动注水调门开度不正常增大;锅炉总风量虽未有大幅变动, 但两台引风机电流有明显升高趋势;环境温度未明显升高, 引风机出口烟气温度有明显升高趋势; (3) 通过以上分析可以看出, 此次低温再热器泄漏, 机组负荷基本相同时, 锅炉主要参数未有大幅度的波动:机组负荷, 给水量, 主蒸汽流量, 炉膛负压, 低再金属壁温, 再热蒸汽压力等, 但凝汽器补水调门的不正常开大、引风机电流的升高、排烟温度的升高能准确正确的反映出机组运行工况的异常; (4) 通过这次泄漏事故, 作为运行人员, 应该在平时的工作中, 加强对系统参数的对比观察, 通过比较来做出正确的判断, 确认机组是否处于正常良好的运行工况, 及时调整检查排除故障。

5 结束语

在以后的工作中, 运行人员应该吸取经验教训, 增强工作责任心和工作积极性, 及时发现异常, 保证机组安全高效的运行。任何参数的变化趋势都有可能演变成事故的趋势, 运行监视是一个动态性比较强的工作, 因此, 对比分析是完成运行工作职责的重要手段。

参考文献

[1]朱金利.600超超临界机组锅炉设备运行[D].武汉大学.

火电厂锅炉再热器管高温腐蚀研究 篇6

关键词：火电厂,锅炉再热器管,高温,腐蚀

一般而言,火电厂的锅炉再热器管是一个存在问题比较多的地方,这些问题的存在会影响火电厂的运营。在本研究中,将重点放在火电厂锅炉再热器管的腐蚀研究方面。

1 火电厂锅炉再热器管的高温腐蚀

1.1 火电厂锅炉再热器管的内壁腐蚀

火电厂的锅炉再热器管出现孔洞,一般都是在内层与外层之间。此时,内层与外层之间出现一定的间隔,内氧化层与基层也会间断,内层变得比较独立,同时会出现很多大小不一的颗粒,这些颗粒就是氧化的结果。通过传统的数据分析我们可以看到,内层的氧化物一般是由铬的氧化物形成的。内氧化是伴随着外氧化发生的,在内氧化层与外氧化层之间会形成一定的通道,很多的水蒸气与氧气会通过这个通道,在内层发生更为严重的腐蚀,严重的时候甚至会发生脱落掉皮的现象。我们应该认识到,火电厂再热器管的内部是一个比较复杂的环境,它存在各种水蒸气与热气,整个化学反应过程都是由水与氧气共同参与的。对于比较新的锅炉再热器管来说,参与最多的金属是铁与铬,这两种金属元素分别在水与氧的环境之下生成相应的氧化物,再生成一定的还原氢。此外,在氧化时,铁会生成各种形式的氧化物。

通过上述化学反应的分析,我们可以知道,腐蚀物的主要成分是各种铁的氧化物。在整个过程中,氢也参与了相应的反应,但是因为氢参与的反应比较多且复杂,到目前为止并没有统一的定论。目前学术界比较认可的一种说法是,氢在还原铁的氧化物方面发挥了比较大的作用,在这之后,便产生了水,水的形成又会对这个环境产生一种促进的作用。而且,因为在氧化的过程中,各种反应是随机发生的,所以,我们可以看到各种孔洞的形状也是比较随机的,出现不规律的情况。

1.2 火电厂锅炉再热器管的外壁腐蚀

火电厂锅炉再热管的外壁腐蚀具有不同于内壁腐蚀的一些特征。例如,它在外观的表现方面,内壁发生腐蚀的时候是不均匀的,具有颗粒大小不一的特点。但是发生在外壁的腐蚀,外观一般是比较均匀的,并且没有出现肉眼可见的颗粒状物体,只有用显微镜观察的时候才可以发现很多的致密物质存在于外壁上。并且这些致密的氧化物之间也不是完全充实的,它们之间存在着一些微小的孔洞,这些孔洞的存在是因为硫的氧化物与氧气逐渐发生了渗透而形成的。我们通过观察可以看出,外层氧化的基本金属仍然是铁与铬。但是这种氧化物不同于内壁上,在水与氧气的氛围中形成的氧化物,这种氧化物一般是在含硫的氧化物与氧气的氛围中形成的。因为外壁会受到来自各个方面的冲击、摩擦等,所以所生成的各种氧化物不会长久地存在于外壁上,一般在生成不久就会被磨掉。外壁因为受到严重腐蚀的同时也受到了一定的摩擦与撞击,所以外壁在很短的时间之内就会受到比较严重的磨损,并且这种磨损并不是没有规律存在的,它是按照一定规律形成的。一般是按照抛物线的形式,当然,这并不仅仅是简单的抛物线方程,它存在一定的系数,这个系数的存在帮助我们计算外壁使用的时间。

2 火电厂锅炉再热器管腐蚀物的形成对于温度的影响

锅炉再热器管的外壁与内壁会因为氧气、水、硫的氧化物的存在与铁、铬发生氧化还原反应,生成相应的氧化物,这些氧化物的存在会对内壁与外壁形成一定程度的腐蚀,让锅炉的再热器管形成孔洞。同时这些氧化物的存在会对于导热性形成一定的影响,这些氧化物的导热性,必定比原先金属的导热性差很多。很多的实验数据都证明了这一点,当氧化物形成的时候,锅炉再热器管的两端并没有发现比较大的温度变化,但是在锅炉再热器管运行的过程中,我们却可以明显测量出温度的升高。一般对于一个锅炉再热器管而言,它是存在于一定的温度范围内的,但是因为这些氧化物的存在,使热量没有办法传导出去,因此,锅炉再热器管便会在高于自身极限温度的情况下运行。这样的情况会使锅炉再热器管的寿命急剧下降,并且高温本身会加快氧化还原反应,使得腐蚀物的形成更加迅速,整个过程便会形成恶性循环。一般我们在预测锅炉再热器管的寿命时,会忽略温度的影响,导致我们的预测存在比较大的偏差。

3 火电厂锅炉再热器管高温腐蚀的对策

锅炉再热器管内壁腐蚀主要是低氧压环境的高温水蒸气腐蚀,氧化层由内层和外层两部分组成,在内、外层之间存在大量孔洞,在基体前沿的区域形成了以铬的氧化物为主的不均匀内氧化物,外氧化层有明显的剥落倾向。在火电厂的锅炉再热器管外壁受到的腐蚀是由于二氧化硫与氧气的存在造成的,并且在腐蚀的作用之下,还伴随着一定程度的撞击与摩擦。腐蚀物的存在对于锅炉再热器管的外壁是具有一定保护作用的,它使得气体与金属的反应面积减小,降低了内部的腐蚀面积。但是因为撞击与摩擦的存在,使得整个过程更加剧烈。根据高温氧化和腐蚀基本抛物线规律,及锅炉再热器管运行过程中氧化皮生长规律和管壁减薄的情况,可以估算TP304H锅炉再热器管的爆管时间,这一方法与现场的实际情况较为吻合。

参考文献

[1]李希超.1 025t/h锅炉高温再热器失控机理及状态评估[J].西北电力技术.2002.(1):2-7.

锅炉再热 篇7

胜利发电厂2号锅炉系东方锅炉厂生产的DG670/13.7-8A型超高压、一次中间再热、单汽包自然循环、固态排渣燃用晋中贫煤锅炉, 配200MW汽轮发电机组。该炉呈“π”型布置, 典型的受热面布置方式, 采用回转式空气预热器, 锅炉配2台钢球磨煤机, 中间储仓式热风送粉。锅炉再热器采用高、低温段双级布置, 再热汽温采用烟气挡板粗调, 喷水减温细调的汽温调节方式。锅炉主要设计参数见表1。

2号锅炉投产以来已经连续运行15年, 曾先后对锅炉的省煤器和喷燃器进行了改造, 取得理想的效果, 但近几年2号锅炉运行中主、再热蒸汽温度一直偏低, 该炉组带高负荷运行时, 在锅炉减温水投用量少或基本不投用的状态下, 汽温基本能达到535℃左右。在锅炉低负荷运行时, 当再热器侧的烟气调节挡板全部开启, 过热器侧的烟气调节挡板开度在40%左右状态下, 再热汽温仍低于设计值10℃左右, 因此带来了以下后果:一是机组经济运行水平下降, 发电煤耗升高;二是由于再热器侧烟速增加, 导致磨损、爆管现象时有发生;三是由于再热汽温偏低, 导致蒸汽湿度增加, 进入汽轮机末级叶片的蒸汽带水量增加, 汽轮机存在末级叶片水击及窜轴现象, 影响到汽轮机的安全运行和使用寿命。

二、问题的分析

结合电厂机组实际运行工况, 对2号锅炉主再热蒸汽温度偏低的原因进行了系统分析, 主要有以下几方面。

1. 炉膛火焰中心偏低

2003年2号锅炉大修时, 燃烧器改为浓淡分离式后, 着火距离缩短, 燃烧稳燃性能增强, 但整个炉膛火焰中心略有下降, 导致蒸汽温度偏低。

2. 受热面积灰

锅炉尾部烟道使用的是声波吹灰器, 清灰效果不理想;为了防止烟气中灰粒对锅炉尾部受热面管排的冲刷磨损, 在管子的表面大都涂有防磨材料;这些都使受热面热阻增加进而影响传热效果。

3. 锅炉原设计因素

20世纪80年代, 我国锅炉设计、制造使用的热力计算方法来自原苏联1957年颁布的《锅炉机组热力计算标准方法》, 设计中对锅炉受热面实际热负荷分配情况及积灰热阻估计不足, 汽温裕量不够, 势必会造成对汽温参数先天性的影响。据了解, 国产200MW机组配套锅炉较普遍存在再热蒸汽欠温问题。

4. 给水温度升高

为解决锅炉省煤器磨损问题, 降低锅炉排烟温度, 电厂曾经把2号锅炉省煤器由光管式改造为螺旋鳍片管式, 省煤器受热面积的增加, 使锅炉给水温度升高, 对流式过热器和再热器出口蒸汽温度下降。

5. 锅炉尾部受热面的泄漏堵管造成受热面积的减少

2号锅炉长期燃用劣质煤, 锅炉尾部受热面受到烟气中飞灰冲刷磨损, 多次造成尾部受热面管子泄漏, 锅炉在小修或者临修时, 一般都采用临时堵管的方式处理, 导致了低温受热面面积的减少, 使主、再热蒸汽温度降低。

以上几点都直接或间接地影响到炉膛出口烟温和锅炉尾部受热面的换热效果, 使得主、再热蒸汽温度降低。

三、对策

1. 方案的选择

针对上述问题, 首先从锅炉运行调节方式上分别采取了增大风量、调整配风、滑压运行以及降低锅炉给水温度等方式进行调整, 取得了一定的效果, 但同时也带来了一定的负面影响, 即NOX排放量增大、易引发锅炉灭火以及机组效率降低等不良后果。因此决定从设备改造方面着手, 彻底改变锅炉再热器汽温偏低的现象。一是恢复可调式喷燃器, 即通过调节喷燃器角度来提高火焰中心位置;二是增加受热面的换热面积。为此采用上海交通大学热能工程研究所开发的热力计算程序与燃烧模拟软件, 以2号锅炉为研究对象, 就燃烧器上摆和增加低温再热器换热面积方案进行了燃烧模拟分析和热力校核计算。通过模拟分析和校核计算发现, 采用改变喷燃器角度方式来提高汽温时对炉内燃烧工况影响较大, 且存在许多不确定因素, 比如锅炉结焦、飞灰可燃物增加以及容易造成煤粉泄漏等问题, 而汽温偏低更突出地体现在再热蒸汽温度上。所以在认真调研和反复论证的基础上, 确定了采用增加低温再热器换热面积的方案, 即将原低温再热器的光管更换为螺旋肋片管 (图1) 。

螺旋肋片管采用高温钎焊、镍基渗层工艺制造, 基管与肋片的接触热阻为零, 可在有限空间内, 最大限度地增加传热功率。同时恢复了低温受热面管排因磨损泄漏而封堵的管子。

2. 热力校核计算

原锅炉低温再热器水平布置于尾部竖井, 由上、中、下三段构成, 考虑到传热效果及检修空间, 只改造其中的中段。经过热力校核计算, 在额定负荷下, 低温再热器中段的烟气流阻295Pa, 蒸汽流阻119kPa, 进/出口烟温657.5/499.3℃, 进/出口汽温348.4/409.5℃, 偏差管子最高壁温467℃, 最高肋尖温度500.8℃。改造后的低温再热器中段保持原管屏片数110片, 管子重量比原设计增加约35t, 由110根Φ42mm×5mm的省煤器悬吊管承担, 因为省煤器曾经改造过, 其重量减少了25t, 故承重载荷仅增加10t, 经校核计算是安全可行的。改造后的低温再热器传热计算结果见表2。

3. 方案实施

2007年, 2号锅炉大修期间, 将低温再热器中段由光管更换成螺旋肋片管, 蒸汽流向和烟气流向仍为逆向流动, 排列方式仍维持顺排, 采用这种布置, 所有的安装工作量仅仅是管子的对接, 无需加工和安装集箱等工作。螺旋肋片管 (引进美国Thrematool公司专用螺旋肋片管生产线制造) 由山东电力一公司进行安装, 安装步骤如下: (1) 蛇行管组件进行酸洗, 并做管道通球试验。 (2) 拆除锅炉左侧包墙部分水冷壁。 (3) 拆除所需范围内的悬吊管及低温再热器中段管排 (拆除前必须对上下部分进行固定) 。 (4) 吊装与组装蛇行管组件。 (5) 恢复左侧包墙水冷壁。 (6) 检验合格后进行水压试验。低温再热器中段改造如图2所示。

在此次锅炉大修时, 同时恢复了低温过热器堵管31根 (共计330根) , 恢复再热汽堵管43根 (共计880根) 。

四、结束语

(1) 机组大修前后的热力实验对比表明:低温段再热器换热效果明显增强, 主、再热蒸汽温度提高了15℃左右, 空气预热器入口烟温较改造前平均下降了30℃, 大修后的机组效率明显提高, 同时提升了汽轮机的安全运行水平。

(2) 低温再热器改造后, 汽温的调整裕量明显提高, 恢复了烟气调温挡板正常调温性能, 均衡了尾部烟道烟气流量分配, 消除了因烟气流速不均造成的受热面磨损问题。

(3) 在设计制造低温再热器时, 应考虑再热器的实际安装过程, 防止因为锅炉受热面, 尤其是中隔墙过热器变形等因素影响到施工的顺利进展。

参考文献

[1]何家驹.翅片对流放热机理新表达.热能动力工程, 1998, 13 (75) :229—231

[2]杨祥良, 王汉民.热管空预器在420t/h锅炉上的应用研究.中国电力, 2008, 41 (6) :43—46

锅炉再热 篇8

山西漳泽电力股份有限公司河津发电厂2×350 MW机组主机设备由日本三菱重工制造,配套亚临界、单炉膛、平衡通风、强制循环汽包燃煤“∏”型锅炉。锅炉额定负荷有1 205 t/h。锅炉设有三级再热器,一级再热器为壁式再热器,布置于炉膛上部的前墙和侧墙;二级再热器布置于炉膛折焰角的上方;三级再热器布置于水平烟道位于后墙悬吊管与后墙屏之间。为减小再热汽的流动阻力和压降,二、三级再热器之间无联箱。锅炉燃用山西临汾洗中煤与牢寨原煤以3︰2比例混合的煤种,煤灰的变形温度为>1 500℃。

河津发电厂的2台机组自投产以来,锅炉低负荷运行时,再热汽温一直偏低,满足不了机组设计的要求。

1 燃烧器设备特点及再热汽温的调整特性

1.1 燃烧器布置及特性

河津发电厂的三菱1 205 t/h锅炉配套日本三菱PM燃烧器,布置于+18.5 m炉膛的四角,采用四角双切圆燃烧,假想切圆的直径分别为1 470 mm,1 327 mm。燃烧器顶部还布置了1层OFA和2层AA风喷咀,燃烧器的角度可上下摆动±30°。

锅炉煤粉燃烧器采用日本三菱的最新技术,对进入炉膛的煤粉进行浓淡分离,实现分级送风、分段燃烧、高效低污染。其煤粉喷咀具有稳定着火,强化燃烧的作用。OFA和AA风的设计对控制炉膛断面热负荷和N0x排放量,提高锅炉效率都具有较大作用。该燃烧器还具有低氧燃烧特点,低氧燃烧时可降低厂用电率,提高锅炉效率,高效低污染的效果。

1.2 再热汽温的调整特性及运行情况

锅炉再热蒸汽温度通过改变燃烧器摆角进行调节,在一级再热器的入口设有喷水减温器作为事故备用。为了提高再热汽温对燃烧器摆角变化的敏感性,大部分再热器都布置在高温烟区,使得锅炉的结构简化,汽温平坦。为防止结渣和积灰,布置在烟气温度较高区域的二、三级再热器采用较宽节距。还在整个对流受热面布置了2O台蒸汽吹灰器用于受热面的清洁。事故情况下,一级再热器入口的减温水作为事故备用,防止再热器超温。

河津发电厂的三菱1 205 t/h锅炉运行时,通过对风箱一炉膛压差和空预器入口氧量的调节满足锅炉平衡通风及进入炉内燃料燃烧所需的风量。利用调整空预前O2量偏差的方法,实现对锅炉风量的控制。锅炉在进行燃烧调整试验前的运行过程中,再热汽温与燃烧器摆角、负荷之间的关系见表1。

2 低负荷运行工况再热汽温偏低的原因分析

汽轮机为高中压合缸结构,设计允许主汽、再热汽温的偏差小于28℃,正常运行中主汽、再热汽的温度偏差小于5℃。2台机组自投产以来,锅炉低负荷运行时再热汽温一直偏低,分析认为其有如下原因。

a)低温再热器入口的汽温偏低,降低了再热器出口的汽温水平。主要是因为汽轮机高旁调整阀、高旁减温水关断阀和调整阀、再热器事故减温水调整阀都或多或少有内漏问题的缘故;b)省煤器的吸热量大,降低了空预器入口的烟气温度水平,从而降低了一次风温和进入炉膛的二次风温,降低了炉膛出口的热强度,减少了再热器的对流吸热量,使再热器的出口汽温降低;c)由于配风上的原因,AA风挡板开度较大,在总风量相等的情况下,相对减少了主燃烧区二次风的风量,使大量的N在主燃烧区末生成NO,而在燃烧完成区与AA风提供的O2结合(N2+O2—2NO),提高了排烟中NO的含量,使其不完全燃烧成分增加。降低了炉膛出口的烟气温度水平,降低了再热器的出口汽温;d)积灰、结渣的原因,使再热吸热量减少,再热器出口蒸汽温度变低;e)锅炉低负荷时燃烧器摆角上摆至+30°,使炉膛中的火焰中心上移,煤粉在炉膛内的燃烧时间缩短,锅炉的不完全燃烧损失和排烟热损失增加,炉膛的出口烟气温度水平较低,锅炉的效率降低;f)设计方面的原因。与同类型电厂的三菱制造锅炉相比,其再热器的受热面积较小,也是造成锅炉在低负荷工况下再热汽温偏低和燃烧器的摆角一直上摆角度较大的主要原因。

3 低负荷运行工况改进再热汽温调节的措施

针对上述因素,为解决河津发电厂三菱1 205 t/h锅炉运行时低负荷再热汽温低的问题,河津发电厂专门组织进行了2台三菱1 205 t/h锅炉的燃烧调整试验。从燃烧调整、AA风配比、锅炉优化运行等方面进行改进。

a)锅炉正常运行中,尽量保持上层磨运行,增加上层磨的出力,使燃烧器的摆角小于+30°,延长燃料在炉膛中化学反应的时间,提高炉膛出口烟气的温度水平,减少排烟热损失,提高锅炉效率;b)加强对流区域的再热器和省煤器后空预的吹灰,降低再热器和空预器受热面的污染系数,增强传热能力,提高再热器的出口汽温;c)再热器大部分受热面处于烟气的对流区内,其对流特性比较明显,因此,增加再热器的对流特性有利于再热汽温的升高;d)合理地调整燃烧,保证空预前氧量和过量空气系数在合适的范围内,严格按照厂家提供的过量空气系统曲线压低限运行;e)消除高旁调整门和高旁减温水电动门调整门及事故减温水调整门不严的问题,提高一级再热器人口的汽温水平,提高再热器的出口汽温;f)根据入厂煤质,及时调整入炉煤的配比。通过对燃烧煤质的改变优化磨煤机的组合运行方式,燃烧器上摆角度小于+30°,提高了锅炉再热汽温调整的灵活性,使低负荷工况再热汽温压红线运行。燃烧调整试验后再热汽温与燃烧器摆角、负荷之间的关系见表2;g)在保证总风量不变的情况下,相对减少AA风的比例,将燃烧器上摆最大角度设定为+25°,调整AA风就地喷嘴略微向上摆,提高风箱一炉膛的差压,增加炉膛主燃烧区的富氧率,降低燃料的不完全燃烧损失。

4 结语

锅炉再热 篇9

机组自投运以来, 锅炉再热蒸汽温度长期比设计值低15 ℃左右。 虽然通过抬高燃烧器摆角增强高温再热器换热、 调整再热烟气挡板开度提高低温再热器侧烟气份额、提高过量空气系数[1]增加烟气流速等手段, 再热蒸汽温度有所提高, 由此也导致低温再热器侧烟气流速过高、局部磨损严重,曾多次造成低再受热面爆管泄漏。 经相关设计制造单位研究论证,决定对锅炉进行受热面改造,以提高再热蒸汽温度,同步减少低温再热器磨损。

1改造方案选择

锅炉受热面布置情况如图1所示。 炉膛出口及水平烟道部分沿烟气流动方向依次布置前屏过热器、后屏过热器、高温过热器、高温再热器。 尾部竖井烟道由分隔墙分为2部分,前烟道布置低温再热器,烟道出口设再热烟气挡板;后烟道布置低温过热器及省煤器,烟道出口设过热烟气挡板。 炉膛从上至下布置五层煤粉燃烧器,四层运行、一层备用。

1.1改造共设置4种解决方案

(1) 高温过热器减少25%受热面积 , 增加70 m2卫燃带面积。 在THA工况,高温再热器进口烟温提高了近27 ℃,低温再热器侧烟气流量减少约5%,高温再热器出口蒸汽温度提高3 ℃,排烟温度提高约6 ℃。 改造后, 若中压供热量大幅上升, 同负荷下锅炉蒸发量高,会引起高温再热器处烟气温度进一步提升,可能造成高温再热器处金属超温。 目前主蒸汽温度能达到设计值,但过热减温水用量很少,如果高温过热器受热面积减少, 可能会出现高负荷时主蒸汽温度不达标现象, 从而影响机组效率。

(2) 后屏过热器减少20%受热面, 卫燃带面积不变。 由于割管位置离高温再热器较远,虽然后屏过热器吸热减少,但高温过热器吸热量相应增多,故对提高再热汽温效果不如方案1,且同样会引起排烟温度上升。

(3) 低温再热器垂直段增加受热面。 该方案增加部分低温再热器换热面积,再热蒸汽温度增加幅度预期较好,且对排烟温度无负面影响。 由于相同条件下高温再热器传热温差下降,其吸热量将有所下降,增加的面积需重新进行热力计算来确定,实施难度中等。

(4) 将锅炉燃烧器整体上移。 该方案可以达到比较理想的提高再热汽温效果, 但改造牵扯到的范围较大, 主要涉及水冷壁、燃烧器、煤粉管道等,改造后还有可能造成飞灰可燃物升高、排烟温度上升,且施工难度大,工程费用较高。

1.2改造方案确定

经西安热工院、东南大学及上海锅炉厂等多家单位计算论证,方案3以预期效果好、实施难度中等、工程费用一般、不利影响因素较少等优势被确定为最终改造方案。 通过热力计算,在燃用设计煤种且下四层磨煤机运行、锅炉负荷75%至100%额定工况下,主、再热汽温均能达到设计值,且改造后对排烟温度及锅炉其它参数无明显负作用,并能重新分配低温再热器烟气份额,减少锅炉受热面烟气磨损,是最优的改造方案。

2改造方案实施

2014年,利用15号机组脱硫脱硝改造机会 ,在原低温再热器垂直段的前后增加再热器受热面积,如图2所示。管子数量保持不变,只增加管子长度,管材采用原低温再热器相同材质12Cr1Mo VG。 其中前部为3根管绕1匝,横向间距S1=228 mm,纵向为6根管,管屏宽度为580 mm,两屏间隔交叉布置;后部为2根管绕1匝, 横向间距S1=228 mm,纵向为4根管,管屏宽度为410 mm,两屏间隔布置如图3所示。

原低温再热器垂直段前部增加的受热面积为1211 m2, 原低温再热器垂直段后部增加的受热面积为808 m2,总共增加受热面积2019 m2,增加的受热面积为原垂直段1.98倍。 改造过程中拆除了一台原低再区域蒸汽吹灰器,改作人孔门,并对其中一台吹灰器进行了移位。

3改造后效果

15号机组改造后,于2014年7月27日并网发电, 改造前与改造后相关试验参数对照,如表1所示。

通过比较,在主蒸汽温度未发生下降情况下,再热蒸汽温度提高12.35℃,供电煤耗降低2.1g/(k W·h)[2], 按年运行5000 h,平均负荷250 MW计,改造后每年可节约标煤5000×250×103×2.1×10-6=2625 t, 标煤按700元 / t计,改造后每年可节约发电成本183.75万元。

再热蒸汽温度提升后,再热烟气挡板平均开度下降了25.46%,低温再热器侧烟气量减少,受热面磨损情况得到了改善。 同时烟气挡板总开度较改造前增加了11%,烟气阻力减少,进一步增强了节能效果。 另外,改造后长期采用下四台燃烧器运行方式,提高了煤粉颗粒的燃烬性能,排烟热损失降低,同时对NOx的抑制也有良好的效果。

4改造后暴露出的问题及解决方法

4.1新增加受热面发生爆管泄漏

改造后,机组运行至第5天,低温再热器第51片及52片屏新老管焊缝附近出现5根管泄漏,如图4所示。 箭头指向为工质流向,焊缝为低再水平段与垂直段的对接焊缝,焊缝上方水平段为改造前的老管,下方垂直段为改造后新换的管,焊口为工地焊口。 根据宏观形貌判断51-2或52-3先泄漏。 经试验分析,新老管的化学成分、拉伸性能、非金属夹杂含量均符合国家标准要求,金相组织和硬度均未发现异常, 且没有明显的超温现象。 因漏点已被吹损,具体的泄漏原因无法确定。 经更换泄漏管重新投入运行,至今未有新问题产生。

4.2高负荷段需投用再热减温水

改造后,上四台磨运行时,当负荷大于280 MW时, 部分工况需投用再热器微量减温水,特别是在燃用低灰熔点煤时较为突出。 现在通过采用控制入炉煤的结渣性,适当增加炉膛吹灰频次[3],降低燃烧器摆角,并将最上层磨改为备用磨等手段,再热减温水用量几乎为0。

5结束语

次低温再热器受热面改造,由于仅涉及到低温再热器及相应包覆区域的改造,相对工作量较小,工程造价也少, 解决了机组长期以来再热蒸汽温度偏低的问题, 提高了锅炉效率,机组运行的安全性能也得到进一步提升,为同类型锅炉技改方案的选择提供借鉴。

摘要：江苏某发电有限公司330 MW机组锅炉再热蒸汽温度长期低于设计值,除了影响机组运行经济性,严重时也会造成汽轮机末级叶片冲蚀。通过在低温再热器垂直段区域增加部分受热面,再热蒸汽温度能够达到或超过设计水平,在为企业带来丰厚经济效益的同时,也解决了低温再热器磨损问题,提高了机组运行的安全、经济水平,减轻了环境污染。

关键词：锅炉,再热蒸汽温度,低温再热器,改造

参考文献

[1]叶江明.电厂锅炉原理及设备[M].北京:中国电力出版社,2004:178-179.

[2]陈健婷.300 MW与600 MW燃煤机组耗差系数的变负荷特性[J].动力工程,2009(9):891-894.